低渗透砂岩油层相对渗透率曲线特征_影响因素及其对开发的影响

2 岩石学特征与粘土矿物产状对低渗 透储层相渗特征的影响
2. 1 岩石学特征的影响 我国陆相低渗透储层的一大特点是成分成熟度
和结构成熟度低, 已被大家认 可 [ 3, 9] , 表现在 碎屑成 分中长石和岩屑的含量普遍较高, 多为长石砂岩、长 石岩屑砂岩及岩屑砂岩。粒度分布范围比较宽, 颗粒 大小混杂, 分选和磨圆较差, 颗粒表面粗糙, 颗粒的比 表面积大。吸附理论认为, 物质比表面积越大, 其吸 附力越强, 吸附的物质越多, 低渗油层的比表面积大, 因而油层的束缚水一般较高, 水驱油效率较低。因此 对成分成熟度和结构成熟度低的低渗透油层, 碎屑颗 粒的分选、磨圆度, 特别是颗粒表面的粗糙程度, 对相 对渗透率曲线有明显的影响因素。
第 26卷 第 3期 2008年 6月
沉积学报 ACTA SED IM ENTO LOG ICA SIN ICA
文章编号: 1000-0550( 2008) 03-0445-07
V o.l 26 N o13 Jun. 2008
低渗透砂岩油层相对渗透率曲线特征、 影响因素及其对开发的影响
郭沫贞 1 肖林鹏 2 张生兵 3 朱国华 1 李风云3 张丽霞 4
孔隙度 序号 层位
渗透率
孔隙结构参数 K
/%
/ 10- 3 Lm 2
5
1 P3 17. 4
5. 89
0. 586
2 J2 16. 1
5. 71
0. 595
3 P3 15. 0
8. 79
0. 765
4 J2 17. 2
10. 2
0. 77
5 P3 17. 7
4. 29
0. 49
6 J2 13. 9
3. 0
图 2 砂岩碎屑组成图 F ig. 2 T he detrita l composition of sandstones
第 3期
郭沫贞等 : 低渗透砂岩油层相对渗透率曲线特征、影响因素及其对开发的影响
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表 1 准噶尔盆地东部同一地区不同层位相渗分析结果对比表
Table 1 The comp ar ison of relative perm eab ility characters in the sam e area, d ifferent formation in th e east of Jun ggar Basin
的主要原因是二叠系储层的岩屑含量高和粘土矿物 含量高的 / 两高 0岩石学特征及碎屑颗粒结构特征决 定的。由于粘土矿物比表面大, 加上不稳定的凝灰岩 屑、火山岩屑、同生泥屑表面要比石英、长石等矿物粗 糙得多, 因而其吸附地层水的能力要比石英、长石等 矿物强的多, 从而导致该油藏储集空间的束缚水含量
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收稿日期: 2007-03-19; 收修改稿日期: 2007-09-06
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沉积学报Βιβλιοθήκη 第 26卷图 1 不同渗 透率砂岩的相渗透率曲线 F ig. 1 The re la tive perm eab ility curves in different
perm eab ility sandstone
0. 46
7 P3 15. 8
0. 826
0. 23
8 J2 13. 1
0. 702
0. 23
Sw i /%
59. 7 37. 8 65. 4
22 72. 7 41. 5 75. 7 43. 8
S o /%
38. 1 62. 2 34. 6
78 27. 3 58. 5 24. 3 56. 2
S oi /%
我们在研究中发现除粘土矿物成分对相对渗透 率曲线形态有影响外, 粘土矿物的产状也对相渗透率 曲线有明显的影响。表现为在相同粒级、同等物性、 孔隙结构相似、岩矿特征相似、粘土矿物含量相同情 况下, 粘土矿物产状为高岭石与伊蒙混层以网状产出 的砂岩相对渗率曲线与伊蒙混层以颗粒包膜产出的 砂岩相对渗透率曲线有明显的差异。粘土矿物以高 岭石与伊蒙混层以网状产出的砂岩相对渗率曲线, 除 具一般低渗储层的相对渗透率曲线特征外, 在水驱油 后期, 水相相对渗透率上升一定程度后, 不再增加, 并 有明显的下降趋势 (图 6) 。而粘土矿物为伊蒙混层, 以颗粒包膜产出的砂岩相对渗透率曲线图, 在水驱油 后期, 水相相对渗透率上升一定程度后, 不再增加但 没有明显的下降。图 6、图 7分别为准噶尔盆地东部 二叠系油藏中不同井的相对渗透率曲线图, 其岩性都 为中粒岩屑砂岩, 孔隙度和渗透率相似, 孔隙度分别 为 17. 4% 和 17. 7% , 渗透率分别为 5. 98 @ 10- 3 Lm2 和 4. 29 @ 10- 3 Lm2, 孔隙结构 相似, 分别为 0. 58 和 0. 49, 岩矿 特 征也 相 似, 粘 土矿 物 含量 相 似, 皆 为 5% , 但其相渗曲线在驱油中后期有明显的差异。通 过分析, 认为这种相对渗透曲线特征的差异主要是由 其粘土矿产状决定的。通过对该区具有类似相对渗 透率曲线特征的样品分析, 发现其粘土矿物产状具有 共同的特征: 高岭石普遍与伊蒙混层以网状伴生出现 ( 图 8, 为图 6相渗分析样品的镜下照片 )。在高倍显 微镜下及扫描电镜下, 高岭石发育在网状伊蒙混层的 中间 (图 9, 为图 6相渗分析样品的镜下照片 ) 。
( 1. 中国石油杭州地质研究院 杭州 310023; 2. 中国石油吐哈油田公司开发处 新疆鄯善 838200; 3. 中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院 新疆哈密 83900; 4. 中国石油新疆油田公司准东采油厂 新疆阜康
831511 )
摘 要 低渗透储层油 、水两相渗透率特征及其影响因素的研究, 是认识、分析低渗透 储层油、水两相渗流机理的重要 途径, 是合理开发油田的基础。本文在总结低渗透油藏油水相 对渗透率 曲线特征的 基础上, 对以火山 岩、凝 灰岩岩屑 为主的岩屑砂岩相对渗 透率曲线特征进行研究, 并分析了其 影响因素, 研究表 明低渗透储 层的岩石 学特征, 碎屑颗粒 的成份、结构, 其表面的粗糙程度 , 及其粘土矿物的产状对相 对渗透率曲 线有明显的 影响。这一研 究成果对 合理开发 此类低渗透油田有着十 分重要的意义。
52. 7
63
图 5 粗中砂岩样品相渗透率曲线 F ig. 5 the re la tive pe rm eab ility curv e o f
coarse-m iddle sandstones
对上述同一地区不同层位, 在孔隙结构相似情况 下, 而其相对渗透率曲线特征明显不同, 我们对其岩
矿特征进行分析, 认为造成相对渗透率曲线具束缚水 饱和度和残余油饱和度较高、原始含油饱和度和可动 油饱和度低、无水期采收率和最终采收率低这一特征
低渗透储层的油、水两相相对渗透率特征及其影 响因素的研究, 已有不少学者 [ 1, 3~ 7] 进行了研究, 多侧 重于岩石的孔隙结构、粘土矿物含量的多少、岩石表
面的润湿性、油水粘度比、及启动压力等方面, 而对低 渗透储层的岩石学特征, 即碎屑颗粒的组成、成分、结 构、表面的粗糙程度, 及其粘土矿物的产状对相对渗 透率曲线的影响很少涉及。本文在总结低渗透油藏
油水相对渗透率曲线特征的基础上, 从这两方面深入
分析了其对油水相对渗透曲线的影响及其对油田开 发的影响。
1 低渗透油藏油水相对渗透率曲线特 征
理论上, 储层和流体主要的物理化学性质, 如渗 透率和孔隙结构、原油粘度和油水粘度比以及表面湿 润性、比表面积和原油边界层厚度等, 在相渗透率曲 线中都可得到反映。而相对渗透率曲线的特点也就 反映了不同类型储层的水驱油特征和效果。与中高 渗透油层相比, 低渗透油层在相渗透率曲线上表现出 以下主要特征 [ 1, 8] : 束缚水饱和度高, 原始含油饱和 度低; 两相流动范围窄; 驱油效率低; 油相渗透率下降 快; 水相渗透率上升慢, 最终值低, 无水期采收率和最 终采收率低。图 1 为我国西部准噶尔油田东部同一 地区同一层位, 相同岩矿特征情况下, 不同渗透率样 品的典型相渗透率曲线图。图中明显可反映出高渗 透率样品的束缚水饱和度明显低于低渗率样品的束 缚水饱和度, 而原始含油饱和度明显比低渗透样品要 高, 两相流动范围比低渗透样品要宽, 油相渗透率下 降幅度比低渗透样品要慢, 而低渗样品的水相渗透率 上升幅度要比高渗透样品要快。
面非常粗 糙 (图 3 ) [ 10] 。粘土矿 物含量高, 达 5% ~ 10% , 以伊蒙混层和高岭石为主。而中侏罗统油层岩 屑含量及粘土矿物含量较低 ( 图 4) , 分别为 50% 和 3% ~ 4% , 岩屑含量比二叠系储层低 35% , 而其石英 和长石较高, 分选与二叠系油层相同, 颗粒表面较平 滑。从表中可以看出, 在孔隙结构, 实验采用的水矿 化度和模拟油粘度相似的情况下, 二叠系油层的束缚 水和残余油饱和度明显比中侏罗统油层高, 以孔隙结 构参数为 0. 59, 渗透率大于 5 @ 10- 3 Lm2样品统计, 二叠系样品的束缚水饱和度 59. 7% , 残余油饱和度 28. 7 % , 与中侏罗统同孔隙结构样品相比, 束缚水饱 和度高 21. 9% , 残余油饱和度高 3. 8% 。而二叠系油 层的含油饱和度和可动油饱和度比中、下侏罗统油层 低, 上述条件下, 二叠系油层的含油饱和度和可动油 饱和度与中侏罗统油层相比, 含油饱和度和可动油饱 和度分别低 24. 1% 和 25. 73% 。二叠系油层的无水 期采收率和最终采收率也比中侏罗统油层低, 在同样 的孔隙结构条件下, 二叠系油层的最终采收率要比中 侏罗统储层低 31. 2% 。在其它级别的孔 隙结构下, 也具有同样的上述特征。图 5为二叠系砂岩低渗油 藏岩样的典型相对渗透率曲线图, 很明显束缚水饱和 度和残余油饱和度较高, 二者分别为 54. 8% 和 25. 5% ; 原始含油 饱 和 度和 可 动 油饱 和 度 低, 二 者 分 别为 45. 5% 和 20% ; 无水期采收率和最终采收率低, 二者分 别为 28. 7% 和 45. 5% 。在开发上, 也具 有油田见水 早, 见水后含水上升快、无水期采收率低的特征。